天然氣行業(yè)研究：低碳轉(zhuǎn)型多元競爭龍頭分化

天然氣行業(yè)研究：低碳轉(zhuǎn)型，多元競爭，龍頭分化一、實(shí)現(xiàn)低碳轉(zhuǎn)型的現(xiàn)實(shí)選擇，預(yù)計

2040

年天然氣需求達(dá)峰2℃溫控目標(biāo)下世界能源需求仍將長期增長。中石油集團(tuán)經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院于

2020

年

12

月

發(fā)布《2050

年世界與中國能源展望》，文中提到受新冠疫情影響，2020

年世界一次能源需

求同比下降約

6%，降至

2015

年同等水平，但長期來看世界經(jīng)濟(jì)和人口增長仍將推動能源

需求持續(xù)增長。為實(shí)現(xiàn)《巴黎氣候協(xié)定》提出的

2℃溫控目標(biāo)，2035

年全球一次能源需求

165

億噸標(biāo)油，2021-2035

年

CAGR為

1.3%；2050

年

182

億噸標(biāo)油，2036-2050

年

CAGR為

0.5%。2030/2050

年世界天然氣需求分別為

4.6/5.4

萬億立方米，在一次能源中

的占比分別為

26%和

27%；非化石能源分別為

28%和

47%。中國一次能源需求

2035

年達(dá)峰?！?050

年世界與中國能源展望》文中提到，碳中和目標(biāo)

下，中國一次能源需求將在

2030-2035

年間達(dá)峰，峰值約

39

億噸標(biāo)油（56

億噸標(biāo)煤），

化石能源需求在

2025

年前后達(dá)峰，峰值約

30

億噸標(biāo)油（43

億噸標(biāo)煤），能源相關(guān)碳排放

將于

2025

年前后達(dá)峰。1990-2020

年中國一次能源消費(fèi)總體保持較快增長，受工業(yè)化推

動，2001-2005

年增速明顯加快、CAGR達(dá)到

12.2%，2011-2020

年能源消費(fèi)增速逐步回

落，2016-2020

年

CAGR降至

2.8%。天然氣+非化石能源滿足

2025

年前新增需求，2025

年后替代高碳能源。2025

年前，中國

能源發(fā)展呈現(xiàn)煤炭減量、石油放緩、清潔能源（天然氣+非化石能源）快速增加的特征，

即“減煤、壓油、增氣+新能源”。清潔能源可滿足全部新增一次能源需求。2025

年后，

清潔能源將更快發(fā)展，除滿足新增用能需求外，對煤炭和石油在發(fā)電、工業(yè)燃燒、建筑和

交通用能等領(lǐng)域形成較大規(guī)模替代。天然氣是實(shí)現(xiàn)低碳轉(zhuǎn)型的現(xiàn)實(shí)選擇。根據(jù)聯(lián)合國氣候變化專門委員會（IPCC）統(tǒng)計，從

全球各種電源的平均碳排放強(qiáng)度對比來看，天然氣和石油、標(biāo)準(zhǔn)煤二氧化碳排放比例為

1:1.79:2.13。因此，提高天然氣的使用率，是減輕環(huán)境污染的有效手段。加快發(fā)展天然氣，

提高天然氣在我國一次能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)中的比重，可顯著減少二氧化碳等溫室氣體和細(xì)顆粒

物（PM2.5）等污染物排放，實(shí)現(xiàn)節(jié)能減排、改善環(huán)境。碳中和情景下，2040

年國內(nèi)天然氣需求達(dá)峰，2021-2025

年

CAGR7%，2026-2030

年

CAGR6%，2031-2040

年

CAGR1%，2041-2050

年

CAGR-0.3%。分能源品種來看：1）

石油需求

2025

年達(dá)峰約

7.2

億噸，2050

年降至

3.1

億噸，CAGR=-3.4%；2）天然氣需

求

2040

年進(jìn)入峰值平臺期，約

5500

億立方米，2021-2040

年

CAGR=2.8%、2041-2050

年

CAGR=-0.3%。天然氣與其他能源載體轉(zhuǎn)換靈活，是高比例可再生能源系統(tǒng)保持安全性

和穩(wěn)定性的重要支撐。天然氣消費(fèi)端按行業(yè)可為城鎮(zhèn)燃?xì)?、工業(yè)燃料、燃?xì)獍l(fā)電和化工用氣?！笆濉逼陂g，

我國逐步形成以科學(xué)的天然氣供給滿足合理需求的市場供需格局，城鎮(zhèn)燃?xì)夂腿細(xì)獍l(fā)電是

天然氣消費(fèi)增長的主力。2020

年我國城鎮(zhèn)燃?xì)?、工業(yè)燃料、燃?xì)獍l(fā)電和化工用氣在天然

氣消費(fèi)中的占比分別為

36.3%、35.4%、17.8%和

9.9%。“十四五”期間，預(yù)計城鎮(zhèn)燃?xì)?/p>

和工業(yè)燃料仍為天然氣的主要消費(fèi)端，燃?xì)獍l(fā)電或成為最大增長動力。城鎮(zhèn)燃?xì)猓撼鞘芯用裼脷膺M(jìn)入內(nèi)生增長階段，燃?xì)庀锣l(xiāng)帶來增長新動能十三五回顧：城燃從搶占增量市場轉(zhuǎn)向挖掘存量市場。據(jù)國家統(tǒng)計局第七次人口普查報告

顯示，2020

年我國城鎮(zhèn)化率達(dá)

63.9%。從城鎮(zhèn)化的一般規(guī)律看，城鎮(zhèn)化率

30-70%區(qū)間是

一個國家城鎮(zhèn)化速度較快的時期，隨著城鎮(zhèn)化率突破

60%，未來十年新增城鎮(zhèn)人口的速度

逐步放緩，但城鎮(zhèn)化對高效清潔天然氣的需求將不斷增長。燃?xì)庀锣l(xiāng)推動廣大農(nóng)村居民的用能結(jié)構(gòu)升級。借鑒

2017-2020

年河北“煤改氣”的經(jīng)驗(yàn)與

得失，預(yù)計各地將因勢利導(dǎo)，采取適合當(dāng)?shù)貙?shí)際情況的推動方式，經(jīng)濟(jì)性是首要影響因素。

同時，一些省份正通過管道氣、LNG“點(diǎn)供”和罐箱“一罐到底”等多種方式實(shí)現(xiàn)天然氣

逐步向鄉(xiāng)村拓展，有序?qū)嵤叭細(xì)庀锣l(xiāng)”政策，實(shí)現(xiàn)“氣代煤”和“氣代柴”。例如，作

為全國燃?xì)獍l(fā)展龍頭的四川省，通過管道氣實(shí)現(xiàn)

133

個縣城城區(qū)及近郊鄉(xiāng)鎮(zhèn)普及天然氣。

建設(shè)全國綠色能源示范省的云南省，主要通過

LNG“點(diǎn)供”提升鄉(xiāng)村天然氣普及率。而且，

LNG、CNG和

LPG成為管道氣尚未覆蓋區(qū)域的重要資源來源。十四五展望：城鎮(zhèn)燃?xì)庑枨笥型^續(xù)增長，天然氣覆蓋率進(jìn)一步提高?！翱h縣通”和“鎮(zhèn)鎮(zhèn)通”仍是各省份十四五規(guī)劃中的重點(diǎn)任務(wù)，

如浙江省煤炭石油天然氣發(fā)展“十四五”規(guī)劃中提到，要在天然氣利用較為成熟的地區(qū)積

極推行“鎮(zhèn)鎮(zhèn)通”，逐步實(shí)施“村村通”，在天然氣利用基礎(chǔ)相對薄弱地區(qū)加快建設(shè)城鎮(zhèn)配

氣管道，擴(kuò)大管道燃?xì)夤?yīng)范圍；國家管網(wǎng)集團(tuán)廣東省天然氣管網(wǎng)“縣縣通工程”于

2021

年

4

月

29

日開工，該項(xiàng)目管道全長

1050

公里，總投資

80

億元，預(yù)計

2022

年建成，

屆時管道天然氣將覆蓋廣東

22

個區(qū)縣，惠及

1384

萬人。工業(yè)燃料：大氣治理+環(huán)保要求驅(qū)動工業(yè)燃料“以氣代煤”十三五回顧：“氣代煤”推動天然氣在工業(yè)領(lǐng)域的消費(fèi)。近年

來在全社會不斷降低用能成本的背景下，工商業(yè)用電價格連續(xù)三年下降，促使電能替代規(guī)

模不斷擴(kuò)大，對工商業(yè)部門的天然氣消費(fèi)市場空間形成一定擠壓?！赌茉措s志》數(shù)據(jù)顯示，

“十三五”期間全國電能替代規(guī)模超過

8000

億千瓦時，占新增用電規(guī)模的

44%。受煤炭

清潔化利用和電能替代等沖擊，2020

年工業(yè)燃料在天然氣總消費(fèi)量中占比為

35%。十四五展望：“氣代煤”在工業(yè)領(lǐng)域進(jìn)一步推進(jìn)，天然氣在工業(yè)燃料中的應(yīng)用仍有廣闊發(fā)

展空間。目前，我國工業(yè)燃料領(lǐng)域的天然氣消費(fèi)占比約

10%-15%，遠(yuǎn)低于歐美國家

40%-

50%的水平，在大氣治理和環(huán)保要求的驅(qū)動下，“氣代煤”在工業(yè)領(lǐng)域?qū)⑦M(jìn)一步推進(jìn)，預(yù)

計“十四五”時期工業(yè)燃料新增天然氣需求約

360

億立方米，到“十四五”末，工業(yè)燃料

需求量為

1519

億立方米，占比

34%，較

2020

年降低

1pct。氣電：部分替代煤電以減污降碳，輔助新能源發(fā)電的重要調(diào)峰手段十三五回顧：熱電聯(lián)產(chǎn)替代散煤接近尾聲，氣電裝機(jī)未達(dá)預(yù)期。全國范圍內(nèi)

20

t/h以下特別是

10

t/h及

以下的小容量燃煤鍋爐數(shù)量正逐年大幅下降，燃煤工業(yè)鍋爐正向著大容量、高能效、低排

放的方向發(fā)展。生態(tài)環(huán)境部數(shù)據(jù)顯示，全國燃煤鍋爐已從

13

年的

62

萬個降至

20

年的不

到

10

萬個

。北方大中型以上城市熱電聯(lián)產(chǎn)集中供熱率達(dá)到

60%以上，20

萬人口以上縣

城熱電聯(lián)產(chǎn)全覆蓋。中國的天然氣消費(fèi)占比低于全球平均水平的一個重要原因在于氣電的發(fā)展較慢。“十三五”

期末氣電裝機(jī)規(guī)模比“十二五”末增長

75%，但總裝機(jī)量仍未達(dá)到“十三五”規(guī)劃中設(shè)定

的

1.1

億千瓦的目標(biāo)。截至

2020

年

12

月底,中國天然氣發(fā)電裝機(jī)容量為

9802

萬千瓦,占全

國發(fā)電裝機(jī)總量的比例為

4.5%，占火電比例為

7.9%；發(fā)電量

2485

億千瓦時，占總發(fā)電

量

3.26%。而美國的氣電裝機(jī)占總裝機(jī)量的比例為

35%，歐盟在

25%左右。制約國內(nèi)氣電發(fā)展的主要因素：1）中國的氣電發(fā)電成本遠(yuǎn)高于歐洲和美國。目前,中國的

氣電發(fā)電成本為

0.6

元-0.7

元/kWh，是平價風(fēng)光電的兩倍（參考

2021

年指導(dǎo)價），而歐洲

大概為

0.4

元/kWh

（剔除碳稅后相當(dāng)于

0.25

元）。美國的天然氣價格最低，而且沒有碳排

放成本，所以美國氣電成本只有歐洲的三分之一，最高為

0.15

元/kWh（IEA數(shù)據(jù)）；2）

產(chǎn)業(yè)鏈對外依存度較高。我國氣電的關(guān)鍵裝備主要依賴進(jìn)口，昂貴的價格限制了其增長。

2020

年我國天然氣供應(yīng)

3,317

億立方米，其中國內(nèi)供應(yīng)

1,916

億立方米，對外依存度超過

42%；3）氣源價格高。目前中國各地燃?xì)獍l(fā)電燃料氣價格約為

2.2-2.7

元/立方米，天然氣

成本占?xì)怆娍偝杀镜?/p>

80%，對氣電企業(yè)經(jīng)營造成壓力。十四五展望：氣電替代持續(xù)推進(jìn)，輔助調(diào)峰作用更加凸顯沿海發(fā)達(dá)地區(qū)仍處于氣電替代部分煤電的階段。天然氣作為可再生能源的快速發(fā)展中的重

要過渡能源，將進(jìn)一步發(fā)揮重要作用。參考能源轉(zhuǎn)型最積極的歐洲，短期內(nèi)的政策是以氣

電替代一部分煤電，但長遠(yuǎn)來看，可再生能源發(fā)電將更多地替代氣電。全國碳市場已經(jīng)啟

動，碳排放成本越來越高，氣電比煤電的經(jīng)濟(jì)劣勢將在碳成本上得到一定的彌補(bǔ)。廣東是

中國天然氣發(fā)電裝機(jī)規(guī)模最大的省份，截至

2020

年

12

月底，廣東省氣電統(tǒng)調(diào)裝機(jī)容量為

2680

萬千瓦，在廣東省電源裝機(jī)容量中占比約為

22%；廣東規(guī)劃到

2025

年，廣東的氣電

裝機(jī)將達(dá)到約

4200

萬千瓦。在廣東，氣電廠除了發(fā)電收入，還可獲得輔助服務(wù)收益，包

括參與調(diào)頻輔助服務(wù)的收益和作為備用機(jī)組的備用補(bǔ)償收益。天然氣發(fā)電是綜合最優(yōu)的調(diào)峰電源。隨著風(fēng)電、光伏等可再生能源并網(wǎng)的比例和數(shù)量越來

越高，其波動性和間歇性帶來的大量調(diào)峰需求對電力系統(tǒng)造成大量挑戰(zhàn)。目前我國氣電因

相關(guān)政策不完備而導(dǎo)致低碳環(huán)保治理的外部成本無法實(shí)現(xiàn)內(nèi)部化，造成燃?xì)獍l(fā)電在成本方

面的競爭劣勢，面臨煤電靈活性改造、儲能等多種調(diào)節(jié)性電源的強(qiáng)有力競爭。天然氣發(fā)電具有運(yùn)行靈活、啟停時間短、爬坡速率快、

調(diào)節(jié)性能出色等優(yōu)勢，相對于燃煤發(fā)電、抽水蓄能、電池儲能等調(diào)峰電源，是響應(yīng)特性、

發(fā)電成本、供電持續(xù)性綜合最優(yōu)的調(diào)峰電源。綜合能源服務(wù)：低碳循環(huán)節(jié)能產(chǎn)業(yè)將成為新一輪經(jīng)濟(jì)增長引擎十三五回顧：節(jié)能服務(wù)市場投資需求旺盛，能源系統(tǒng)轉(zhuǎn)型與能源服務(wù)升級相伴而生、互促

發(fā)展。綜合能源服務(wù)是面向能源系統(tǒng)終端，以用戶需求為導(dǎo)向，通過能源品種組合或系統(tǒng)

集成、能源技術(shù)或商業(yè)模式創(chuàng)新等方式，使用戶收益或滿足感得到提升的行為。節(jié)能服務(wù)

產(chǎn)業(yè)是較為成熟的綜合能源服務(wù)細(xì)分市場，據(jù)中國石油新聞中心統(tǒng)計，“十三五”時期節(jié)

能服務(wù)產(chǎn)業(yè)實(shí)現(xiàn)了年均兩位數(shù)的快速增長，2020

年產(chǎn)值估計逼近

6000

億元，幾乎在

2015

年的基礎(chǔ)上翻了一番。短期內(nèi)，碳排放約束會加大經(jīng)濟(jì)運(yùn)行成本；長期看，低碳循環(huán)節(jié)能產(chǎn)業(yè)將成為新一輪經(jīng)濟(jì)

增長的重要動能，促進(jìn)經(jīng)濟(jì)更快發(fā)展。碳中和情景下高端制造業(yè)、綜合能源服務(wù)業(yè)在經(jīng)濟(jì)

中的比重將快速增長，第二產(chǎn)業(yè)占比有所下降。十四五展望：綜合供能服務(wù)市場投資需求將呈高增長態(tài)勢，天然氣在綜合能源系統(tǒng)中有重

要作用?！笆奈濉睍r期，終端能源用戶需求將更為綜合化，貼近終端能源用戶的綜合供

能服務(wù)將占有相當(dāng)大的市場份額。天然氣分布式能源的綜合能源利用效率在

70%以上，是

天然氣高效利用的重要方式，其中微型燃?xì)廨啓C(jī)技術(shù)是提升用戶能源系統(tǒng)可靠性，支撐天

然氣在綜合能源系統(tǒng)中高效利用的核心技術(shù)。二、供給側(cè)：上游氣源逐漸多元化，中游輸配運(yùn)轉(zhuǎn)日漸成熟國家管網(wǎng)：度過磨合期，持續(xù)擴(kuò)大油氣管網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施投資國家管網(wǎng)公司成立促使天然氣市場體系重構(gòu)。2020

年

5

月

18

日，中共中央、國務(wù)院印發(fā)

《關(guān)于新時代加快完善社會主義市場經(jīng)濟(jì)體制的意見》，提出要穩(wěn)步推進(jìn)自然壟斷行業(yè)改

革，加快實(shí)現(xiàn)競爭性環(huán)節(jié)市場化。在油氣領(lǐng)域，提出要推進(jìn)油氣管網(wǎng)對市場主體公平開放，

適時放開天然氣氣源和銷售價格，健全競爭性油氣流通市場。1

）

國

家

管

網(wǎng)

公

司

成

立

之

前

，

我

國

天

然

氣

管

輸

行

業(yè)

的

主

要

參

與

企

業(yè)

包

括

中

石

油

（601857CH）、中石化（600028CH）、中海油（883HK）等公司。在長輸管線領(lǐng)域，中

石油占據(jù)絕對的市場份額，中石化、中海油等公司則擁有不同地區(qū)區(qū)域性的長輸管線。截

至

2017

年底，中石油天然氣管道長度為

51,315

公里，中石化天然氣管道長度超過

4,546

公里，中海油擁有陸上天然氣管道長度

4,685

公里。2）國家管網(wǎng)公司（未上市）成立后，天然氣市場的基礎(chǔ)設(shè)施變得更為公平開放，天然氣

管網(wǎng)、LNG接收站等基礎(chǔ)設(shè)施在國家監(jiān)管下有序公平開放，各類油氣管網(wǎng)設(shè)施將實(shí)現(xiàn)互聯(lián)

互通，現(xiàn)有的資源和管道的壟斷將被打破，天然氣企業(yè)資源選擇渠道將更加多元，天然氣

市場的行業(yè)格局有望實(shí)現(xiàn)重塑。根據(jù)國家管網(wǎng)集團(tuán)的統(tǒng)計，截至

2020

年底，全國天然氣

管道總里程

7.91

萬公里，已初步形成“四大（進(jìn)口）通道”和“三縱三橫”的管網(wǎng)系統(tǒng)；

由國家管網(wǎng)集團(tuán)運(yùn)營的天然氣管道為

4.92

萬公里，占比

62%。天然氣管道建設(shè)趨勢向好。《中長期油氣管網(wǎng)規(guī)劃》要求，2020

年中國天然氣長輸管道達(dá)

到

10.4

萬千米，在“十三五”期間新建成

4

萬千米。截至

2020

年底，中國累計建成天然

氣管道

11.2

萬千米，其中長輸管道約為

8.6

萬千米，雖然未能完成

10.4

萬千米的目標(biāo)，

但

2020

年中國新建成天然氣管道約為

4984

千米，比

2019

年增加

2765

千米，建設(shè)速度

呈大幅增長態(tài)勢。2020

年續(xù)建或開工、2021

年及以后建成的天然氣管道約為

3050

千米，

未來建設(shè)趨勢依舊向好。按照未來

10-15

年之內(nèi)天然氣消費(fèi)量在目前

3000

億立方米基礎(chǔ)

上翻一倍、單位管道運(yùn)輸氣量保持不變測算，未來需要新增管道相關(guān)投資接近萬億元規(guī)模。管道、罐箱等新型運(yùn)輸方式加強(qiáng)協(xié)同，互聯(lián)互通提高輸氣效率。我國實(shí)施基礎(chǔ)設(shè)施互聯(lián)互

通工程，主干管網(wǎng)、區(qū)域性支線管網(wǎng)和配氣管網(wǎng)建設(shè)速度加快，LNG接收站布局和配套外

輸管道逐步完善。管網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)聯(lián)通提高調(diào)氣能力，初步實(shí)現(xiàn)全國范圍內(nèi)的氣源互補(bǔ)，

應(yīng)急調(diào)峰能力得到提升。同時，新型運(yùn)輸方式正逐步改變傳統(tǒng)的儲運(yùn)模式，LNG罐箱適用

范圍廣、調(diào)配適應(yīng)能力強(qiáng)，可擴(kuò)展到公路、水路等多個運(yùn)輸領(lǐng)域，實(shí)現(xiàn)接收站與用戶間經(jīng)

濟(jì)、靈活、穩(wěn)定的“一罐到底”供應(yīng)。在管網(wǎng)未鋪設(shè)到的區(qū)域，投資規(guī)模小、具有較好靈

活性的“點(diǎn)供”模式較快發(fā)展，起到市場補(bǔ)充作用?！拔鳉鈻|輸、北氣南下、海氣登陸、就近供應(yīng)”的全國管道物理聯(lián)通“一張網(wǎng)”初步建成。

中俄東線天然氣管道（北段）、鄂安滄管道一期投產(chǎn)，西氣東輸三線東段、陜京四線、蒙

西煤制氣管道等主干管道陸續(xù)建成。膠州灣海底管線、南涪管道、潛江—韶關(guān)管道、西氣

東輸三線長沙支線、粵西支線、閩粵支線、深圳

LNG外輸管道、廣西

LNG接收站與中緬

管道聯(lián)通等區(qū)域支線管道建設(shè)運(yùn)行，既有效支撐了京津冀、長三角、珠三角三大區(qū)域等主

要消費(fèi)市場的用氣需求，又將進(jìn)口

LNG匯入主干線保障用氣需要。省管網(wǎng)融入“全國一張網(wǎng)”是大勢所趨。2020

年

9

月，國家管網(wǎng)集團(tuán)與廣東省人民政府

簽署戰(zhàn)略合作協(xié)議，廣東省天然氣管網(wǎng)公司成為首個以市場化方式融入國家管網(wǎng)集團(tuán)的省

級天然氣管網(wǎng)，表明國家油氣管網(wǎng)運(yùn)營機(jī)制改革得以深入實(shí)施，“全國一張網(wǎng)”建設(shè)和運(yùn)

營進(jìn)入新階段。廣東省是全國經(jīng)濟(jì)第一大省，其省網(wǎng)率先融入國家管網(wǎng)是全國省網(wǎng)發(fā)展的

“風(fēng)向標(biāo)”，對其他省份來說無疑具有重要的示范帶動效應(yīng)。隨后，經(jīng)濟(jì)較為發(fā)達(dá)的湖南

省簽署協(xié)議將其管網(wǎng)融入國家管網(wǎng)。從天然氣市場長期發(fā)展來看，省網(wǎng)融入國網(wǎng)能夠避免

各省天然氣管道重復(fù)建設(shè)，減少省際、省內(nèi)天然氣資源調(diào)配的無序競爭問題，同時有利于

天然氣管道快速建設(shè)，減少輸氣層級，提高輸配效率，降低終端用戶用氣成本，對提高天

然氣利用規(guī)模具有重要意義。在天然氣“全國一張網(wǎng)”建設(shè)持續(xù)推進(jìn)下，預(yù)計陸續(xù)將有更

多省管網(wǎng)持續(xù)融入國家管網(wǎng)。國產(chǎn)氣：以中石油為主體的上游開發(fā)商主導(dǎo)，產(chǎn)量占比繼續(xù)下降非常規(guī)天然氣成為增儲主力?！笆濉逼陂g，勘探圍繞重點(diǎn)盆地、領(lǐng)域、區(qū)塊，加大風(fēng)

險勘探力度，區(qū)塊發(fā)現(xiàn)數(shù)量和新增儲量均出現(xiàn)增長，非常規(guī)天然氣成為增儲主力。天然氣

新增探明地質(zhì)儲量多年連續(xù)增長，“十三五”期間年均增長率達(dá)

23.4%，“十三五”末期接

近“十三五”初期的

2

倍。其中，“十三五”期間新增常規(guī)天然氣探明地質(zhì)儲量

3.5

萬億

立方米，累計探明常規(guī)天然氣地質(zhì)儲量

16.5

萬億立方米；新增頁巖氣、煤層氣（非常規(guī)天

然氣）探明地質(zhì)儲量分別為

1.5

萬億立方米、500

億立方米。我國天然氣資源豐富，未來

發(fā)展?jié)摿^大。非常規(guī)天然氣產(chǎn)量接續(xù)能力增長較快?！笆濉逼陂g，天然氣產(chǎn)量年均增長率為

7.0%，

2017-2020

年連續(xù)四年增產(chǎn)均超

100

億立方米，2020

年全國天然氣（含非常規(guī)天然氣）

產(chǎn)量為

1889

億立方米，比

2015

年產(chǎn)量提高

48.5%。非常規(guī)天然氣產(chǎn)量接續(xù)能力增長較

快，產(chǎn)量占全國天然氣總產(chǎn)量的比例從

2015

年的

6.7%提高到

2020

年的

14%。建成川南、

涪陵兩大頁巖氣主產(chǎn)區(qū)，年生產(chǎn)能力均超過

100

億立方米。頁巖氣生產(chǎn)效率不斷提高，6

口井平臺建設(shè)周期降至

1

年左右，單日壓裂段數(shù)由

2

段增至

8

段，2019

年頁巖氣產(chǎn)量超

過

2015

年的

3

倍。煤層氣年產(chǎn)量保持穩(wěn)定增長，“十三五”時期總產(chǎn)量超過

250

億立方米，

已建成山西沁水和鄂爾多斯兩大主產(chǎn)區(qū)。加快國內(nèi)天然氣勘探開發(fā)這一政策主線將不會改變。2020

年我國本土產(chǎn)氣量/進(jìn)口

LNG/進(jìn)

口管道氣占總供給氣量的

57%/28%/15%，天然氣對外依存度約為

43%。為保證天然氣供

應(yīng)安全穩(wěn)定，國內(nèi)天然氣勘探進(jìn)程將持續(xù)推進(jìn)。我國全面放開上游勘查開發(fā)市場，開展多

輪油氣探礦權(quán)競爭出讓，取消石油、天然氣、煤層氣勘探開發(fā)對外商投資僅限于合資合作

的限制，油氣上游打破壟斷，向外資和民營企業(yè)敞開大門，行業(yè)發(fā)展進(jìn)入新階段。中石油、

中石化和中海油都在實(shí)施“穩(wěn)油增氣”的戰(zhàn)略。2021

年

1

月

12

日中國石油勘探開發(fā)研究

院組織召開的“十四五”發(fā)展院士專家咨詢研討會上，中國科學(xué)院院士戴金星指出,中國天

然氣資源豐富而探明率低,具有更快發(fā)展天然氣的資源優(yōu)勢，預(yù)計中國天然氣產(chǎn)量到

2025

年將達(dá)到

2,500

億立方米。進(jìn)口管道氣：以中亞線為主，進(jìn)口多元化，俄氣為最大增量天然氣進(jìn)口數(shù)量穩(wěn)步增長，進(jìn)口源呈多元化?！笆濉逼陂g，我國累計進(jìn)口天然氣超

5600

億立方米。我國天然氣進(jìn)口管網(wǎng)有中亞線、中緬線、中俄線，管道氣進(jìn)口國達(dá)

5

個，

“十三五”期間，中俄東線天然氣管道北段于

2019

年底正式投產(chǎn)通氣，2020

年對華輸氣

41

億立方米；中段于

2020

年底正式投產(chǎn)，輸氣能力

99

億立方米/年。中俄東線天然氣管

道南段于

2021

年全面開工，預(yù)計

2025

年建成投產(chǎn)，屆時，俄氣將直通上海，實(shí)現(xiàn)“北氣

南下”，投產(chǎn)后總輸氣量將超過

380

億立方米/年，比現(xiàn)有輸送能力提升近三倍。管道氣進(jìn)口量短期縮減，不改產(chǎn)能逐年攀升趨勢。2020

年我國管道氣進(jìn)口量為

3453

萬噸，

同比下降

4.9%，主要由于二、三季度國內(nèi)消化能力偏弱，并且

LNG銷售價格低廉，對管

道氣市場沖擊明顯；其次，11

月份我國未從俄羅斯進(jìn)口管道氣，是我國管道氣進(jìn)口量下降

的一個重要原因。據(jù)估計，得益于中俄東線天然氣管道中段的投產(chǎn)，2021

年管道氣進(jìn)口

量增幅將達(dá)

7%左右。我們預(yù)測進(jìn)口管道氣

2021

年產(chǎn)能約為

770

億方，至

2023

年產(chǎn)能將

達(dá)到

1050

億方，產(chǎn)能利用率將達(dá)到

68%。產(chǎn)能增長主要系由于中俄東線預(yù)計在

2023

年

全部投產(chǎn)。俄氣將成最大增量。中俄東線工程是構(gòu)建我國四大能源運(yùn)輸通道的重大工程。該工程北起

黑龍江省黑河市，途經(jīng)

9

個省、自治區(qū)、直轄市，南至上海，管道全長

5111

公里，其中

新建管道

3371

公里，利用在役管道

1740

公里，是繼中亞管道、中緬管道后，向中國供氣

的第三條跨國境天然氣長輸管道。全線分北段(黑龍江黑河—吉林長嶺)、中段(吉林長嶺—

河北永清)、南段(河北永清—上海)三段核準(zhǔn)和建設(shè)。全線投產(chǎn)通氣后，最大輸氣能力可達(dá)

每年

380

億方，惠及沿線

4

億人口。進(jìn)口

LNG長協(xié)：定價與原油掛鉤，來源相對集中國際原油價格下跌使

LNG長協(xié)更具競爭力。我國

LNG進(jìn)口以長協(xié)合同為主，占比超過

60%，其定價與國際原油（亞太地區(qū)主要為日本

JCC原油）價格直接掛鉤（一般會滯后三

個月左右）。2020

年我國

LNG量為

6,983

萬噸，與

2019

年相比增長

9.59%。目前，在

LNG現(xiàn)貨市場價格走高而國際原油價格走低的情況下，與國際油價掛鉤的

LNG長協(xié)定價

重回市場視野，更多買家開始重新選擇“長協(xié)”。事實(shí)上，即便是在過去兩年價格處于歷

史低位的情況下，LNG現(xiàn)貨市場上的購買量也僅占亞洲投資組合買家購買量的

10%，“長

協(xié)”仍然是最穩(wěn)妥、最保守的選擇。中國的

LNG中長協(xié)進(jìn)口來源相對集中。2020

年我國前四大

LNG進(jìn)口來源國為澳大利亞、

卡塔爾、馬來西亞和印度尼西亞，占比分別為

43%、12%、9%、8%，俄羅斯和美國的進(jìn)

口占比有所上升，分別達(dá)

6%和

5%。而

LNG中長協(xié)的進(jìn)口來源更為集中，前兩位的澳大

利亞和卡塔爾合計占比接近

70%。2014

年后，巴布亞新幾內(nèi)亞、美國與俄羅斯的

LNG長

協(xié)合同不斷落地，預(yù)計三個國家未來幾年的

LNG長協(xié)氣量不斷增加。進(jìn)口

LNG現(xiàn)貨：2021-2022

年供應(yīng)過剩，2023-2025

年緊平衡東南沿海

LNG接收站形成海上進(jìn)口通道。截至

2020

年，全國已投運(yùn)

LNG接收站總數(shù)達(dá)

22

座（含

LNG中轉(zhuǎn)儲備站），進(jìn)口

LNG總接轉(zhuǎn)能力為

9315

萬噸/年，其中“十三五”期

間投產(chǎn)

13

座，實(shí)現(xiàn)接收能力翻番。LNG接收站大部分由中石油、中海油和中石化運(yùn)營，

民營和港資企業(yè)投資

LNG接收站熱情不減，控股

LNG接收站的占比增加。我國已投運(yùn)

LNG接收站基本分布于東南沿海地區(qū)，其中廣東

省

6

座，系全國

LNG接收站最多的省份。十四五期間，我國計劃/在建

LNG接收站全部投

產(chǎn)后，預(yù)計新增

LNG接收站產(chǎn)能約

1

億噸/年。2020

年我國

LNG進(jìn)口量為

926

億立方米，產(chǎn)能利用率為

81%?？紤]到未來仍有大量

LNG接收站建成投產(chǎn)，我們認(rèn)為接收站的產(chǎn)能

利用率將經(jīng)歷“先降后升”的階段。儲氣庫等設(shè)施建設(shè)繼續(xù)推進(jìn)，應(yīng)急調(diào)峰保障體系得到增強(qiáng)?！笆濉逼陂g，新建地下儲

氣庫

8

座，2020

年，中國建成地下儲氣庫（群）14

座，設(shè)計總庫容

535

億立方米，設(shè)計

總工作氣量

240

億立方米，建成工作氣量

145

億立方米，調(diào)峰能力占年用氣量的

3.3%，

比“十二五”末期提高

0.5

個百分點(diǎn)。中國石油探索儲氣設(shè)施建設(shè)工程投資入股、工作氣

量分成的新型商業(yè)模式，進(jìn)行國內(nèi)首次川南縫洞型氣藏改建為儲氣庫群（包括牟家坪、老

翁場儲氣庫）的前期工作；民營、港資等企業(yè)相繼投資建設(shè)大型地下儲氣庫。儲氣庫調(diào)峰

氣、罐箱

LNG、LNG窗口期等交易新產(chǎn)品相繼推出，“液來氣走”等交割方式增多，競價、

競拍等競爭性市場化交易量逐年增加。全球供需短期內(nèi)收緊，亞洲

LNG現(xiàn)貨價格達(dá)歷史高點(diǎn)。2020

年上半年，在宏觀經(jīng)濟(jì)增速

放緩、供需基本面持續(xù)寬松、新冠病毒疫情蔓延等多空因素的影響下，全球天然氣市場呈

現(xiàn)持續(xù)低迷狀態(tài)。下半年，得益于經(jīng)濟(jì)活動的恢復(fù)以及采暖需求上升，市場逐漸復(fù)蘇。年

底寒冷天氣促使各地天然氣價格強(qiáng)勢反彈，今年年初東亞

LNG現(xiàn)貨價格超過

30

美元/百萬

英熱達(dá)歷史最高點(diǎn)，目前

LNG現(xiàn)貨價格已回落至

10

美元/百萬英熱左右?！笆奈濉比蛱烊粴鈨r格走勢呈現(xiàn)顯著的區(qū)域分化。中國石油新聞中心

2020

年

10

月

20

日《全球天然氣市場將走出低谷》對天然氣的市場分析中指出，2021-2022

年供應(yīng)過剩：

疫情對需求的沖擊較大，預(yù)計市場供需仍將是供大于求。2023-2025

年緊平衡：由于市場

在

2016-2018

年缺乏

LNG項(xiàng)目最終投資決定（FID），造成供應(yīng)增速放緩，預(yù)計市場供應(yīng)

收緊，2023~2025

年左右將出現(xiàn)短暫的供不應(yīng)求。反映到價格層面：1）北美天然氣需求

和生產(chǎn)將逐漸恢復(fù)，整體供應(yīng)仍然寬松，價格小幅回升?！吨袊奉A(yù)計

2021-2025

年，

美國亨利中心（HH）年均價為

2.7-3.4

美元/百萬英熱單位，較

2016-2020

年均價上漲

20%。2）歐洲由于區(qū)域內(nèi)氣田產(chǎn)量下降，需求進(jìn)口

LNG彌補(bǔ)天然氣供應(yīng)，但俄羅斯中亞

地區(qū)的管道氣充裕、替代能源發(fā)展快速等因素將限制價格上漲空間，荷蘭

TTF年均價

3.5-

5.3

美元/百萬英熱單位，較

2016-2020

年均價下跌

7%。3）亞洲市場方面，需求仍將強(qiáng)勁，

非冬季需求低迷為亞洲

LNG現(xiàn)貨帶來壓力，冬季需求促進(jìn)價格上升，季節(jié)性峰谷差仍將

持續(xù)，年均價

5~7.5

美元/百萬英熱單位，均價較

2016-2020

年下跌

2%。三、定價機(jī)制：嚴(yán)格的價格監(jiān)管+小部分價格協(xié)商在天然氣發(fā)展初期，為了提高天然氣的競爭力，培育天然氣市場，國家發(fā)改委實(shí)行了嚴(yán)格

的價格管制，并采用了以成本加成為主的定價機(jī)制。國內(nèi)天然氣價格實(shí)行兩級管理的定價

機(jī)制。出廠基準(zhǔn)價和管道運(yùn)輸價由國家發(fā)改委制定；終端銷售價格由省級物價部門制定。

定價原則主要采用成本加成為主并適當(dāng)考慮市場需求。其中為了合理引導(dǎo)下游消費(fèi)，還將

天然氣價格分為化肥、直供用戶、城市工業(yè)用戶和城市非工業(yè)用戶四類，并區(qū)別定價。我國天然氣上游定價主要是井口價格。目前我國對天然氣工業(yè)實(shí)行嚴(yán)格的價格監(jiān)管，天然

氣出廠價和管輸價格實(shí)行政府定價或政府指導(dǎo)價。以生產(chǎn)成本為基礎(chǔ)定價。天然氣出廠價

按計劃量，實(shí)行計劃內(nèi)和自銷氣兩種。其中計劃內(nèi)的氣量實(shí)行政府定價，由國務(wù)院價格主

管部門制定，按用途可分為化肥用氣、居民用氣、商業(yè)用氣和其他用氣價格；計劃外的氣

量（即企業(yè)自銷氣量）實(shí)行政府指導(dǎo)價，由國務(wù)院價格主管部門制定基準(zhǔn)價格和浮動幅度，

具體價格由供需雙方在浮動幅度范圍內(nèi)協(xié)商確定。

我國天然氣中游定價主要是管道運(yùn)輸價格。我國天然氣管道運(yùn)輸價格一直實(shí)行政府定價。

目前我國原油及天然氣管道運(yùn)輸價格分為兩部分：1）“老線老價”，是指由國家撥款建設(shè)

的或用貸款建設(shè)但已還清建設(shè)投資借款本息的國家管道，運(yùn)輸價格執(zhí)行國家統(tǒng)一運(yùn)價。2）

“新線新價”，是指國內(nèi)外貸款建設(shè)的新輸油、氣管線，采用新線新價、一線一價的管理

辦法，報國家價格主管部門批準(zhǔn)后單獨(dú)執(zhí)行。目前，我國對新建管道，灌輸價格主要按照

補(bǔ)償成本、合理盈利和有利于市場進(jìn)行銷售，同時兼顧用戶的承受能力的原則。核定項(xiàng)目

建設(shè)單位是根據(jù)國家計委、建設(shè)部發(fā)布的《建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評價方法與參數(shù)》來測算管輸價

格水平。管輸價格就是在滿足行業(yè)財務(wù)基準(zhǔn)收益率的前提下反算出來的，這一價格水平反

映了項(xiàng)目在整個評價期所要求的最低的、平均的價格水平。我國天然氣下游定價主要是用戶價格。天然氣屬自然壟斷行業(yè)，按照《價格法》規(guī)定，其

價格實(shí)行政府定價和政府指導(dǎo)價管理。天然氣出廠價和城市門站氣價由國家發(fā)展改革委制

定，居民戶到戶價格由省級價格部門制定，管網(wǎng)設(shè)施建設(shè)費(fèi)（初裝費(fèi)、入戶費(fèi)）和天然氣

售后服務(wù)價格由當(dāng)?shù)貎r格部門制定并報上級主管部門審批。四、競爭格局：X+1+X體系提升兩端多元化競爭程度多元主體競爭程度提高，“十三五”期間，民營、港資和外資企業(yè)不斷拓展城鎮(zhèn)燃?xì)馐袌?/p>

空間，目前占全國城鎮(zhèn)燃?xì)馐袌龇蓊~超過

50%；主要石油企業(yè)加速布局下游市場，中國石

化

2017

年成立長城燃?xì)夤荆ㄎ瓷鲜校?，中國石油昆侖能源公司?35HK）燃?xì)馐袌稣急?/p>

從

2015

年的

4%提升到

2020

年的

9%左右。傳統(tǒng)的市場格局尚未打破?！笆迤陂g”，上中下游行政壟斷現(xiàn)象依然存在，天然氣資源

供應(yīng)仍以石油企業(yè)為主，占全國總量

90%以上，民營和港資等企業(yè)天然氣供應(yīng)量隨逐步增

加，但占比仍然較低。雖然上游在全面推進(jìn)礦業(yè)權(quán)市場化競爭出讓，但上游油氣資源探礦

權(quán)和采礦權(quán)仍將集中于主要中石油、中石化和中海油等石油企業(yè)，其他相關(guān)公司包括國新

能源（600617CH）、藍(lán)焰控股（000968CH）和中天能源（600856CH）等。目前中石油

為國內(nèi)最大的天然氣供應(yīng)商，產(chǎn)量占比超過

60%。上游的礦業(yè)權(quán)流轉(zhuǎn)市場有待建立，生產(chǎn)

技術(shù)服務(wù)市場尚需完善。“X+1+X”的油氣市場體系架構(gòu)初步形成。隨著主要油氣管道實(shí)現(xiàn)國家管網(wǎng)集團(tuán)接管統(tǒng)一

并網(wǎng)運(yùn)行，油氣行業(yè)中游管輸環(huán)節(jié)與上游勘探開發(fā)和下游市場銷售分開運(yùn)營，

“管住中間、

放開兩頭”的改革舉措將繼續(xù)推進(jìn)。但是，目前全國約有

20

多個省份組建了

30

多家省級

管網(wǎng)公司，其中僅有廣東、湖南等省份的管網(wǎng)確認(rèn)融入國家管網(wǎng)，全國仍存在“X+1+N+X”

的運(yùn)行模式，大多數(shù)省份終端市場仍存在管道重復(fù)建設(shè)、收費(fèi)高、用氣成本高等問題，與

真正實(shí)現(xiàn)“X+1+X”的改革目標(biāo)仍有一定距離。上游：國產(chǎn)氣供給高度集中，LNG供給多元化“三桶油”壟斷國產(chǎn)天然氣供給。中石油、中石化、中海油基本把控國內(nèi)天然氣供給，近

五年來，三者天然氣產(chǎn)量之和占國產(chǎn)天然氣比例保持在

80%以上。其中，中石油占據(jù)超半

壁國產(chǎn)天然氣量，2020

年中石油天然氣產(chǎn)量達(dá)

1130.9

億立方米，占國內(nèi)天然氣產(chǎn)量的

59.9%。管道氣進(jìn)口由中石油主導(dǎo)，LNG進(jìn)口渠道多元，自有

LNG接收站城燃企業(yè)優(yōu)勢凸顯。進(jìn)

口管道氣幾乎完全由中石油主導(dǎo)，2018

年中石油中亞、中緬管道進(jìn)口天然氣

503.2

億立方

米，占進(jìn)口管道氣比例為

98%。LNG進(jìn)口格局較為分散，2018

年國內(nèi)進(jìn)口

LNG為

742.2

億立方米，除中石油外的其他接收站進(jìn)口

LNG638.4

億立方米，占比達(dá)

85.8%。擁有自有

LNG接收站的城燃企業(yè)更具優(yōu)勢，例如新奧股份（600803CH）背靠新奧集團(tuán)（未上市）

旗下舟山

LNG碼頭，LNG進(jìn)口更具穩(wěn)定性，即便在冬季氣源緊張時期，也能夠憑借自身

碼頭穩(wěn)定獲氣或通過交換窗口期的方式，為客戶長期穩(wěn)定供氣，因而議價權(quán)更勝一籌。中游：國家管網(wǎng)整合輸氣管道資源，上下游公司實(shí)現(xiàn)公平接入國家管網(wǎng)整合主要輸氣管道，打破“三桶油”壟斷運(yùn)輸格局。2020

年

9

月

30

日，中石油、

中石化與國家電網(wǎng)完成資產(chǎn)交割，國家電網(wǎng)接管中石油和中石化所持有的主要油氣管道等

相關(guān)資產(chǎn)，我國天然氣主干管網(wǎng)（西氣東送、川氣東送等）正式由國家管網(wǎng)

管理

。

管道運(yùn)輸格局由“三桶油”壟斷轉(zhuǎn)變?yōu)椤叭珖粡埦W(wǎng)”，上下游公司公平接入官網(wǎng)，實(shí)現(xiàn)

互聯(lián)互通，天然氣行業(yè)市場化進(jìn)程有望加速。管網(wǎng)改革長期利好大型城市燃?xì)馄髽I(yè)毛差與盈利能力：1）大型城燃擁有較大售氣量，能

在海外鎖定低價

LNG氣源，控制氣源成本；2）管網(wǎng)改革有助于大型城燃提升對國產(chǎn)氣的

議價能力；3）大型城燃可以提前鎖定冬季用氣高峰的氣源，提升在旺季的保供能力；4）

氣量放開及成本可控情況下，城燃可利用下游優(yōu)勢切入上游發(fā)展售氣業(yè)務(wù)、及發(fā)展基于燃

氣的綜合能源業(yè)務(wù)，多元化利潤來源。下游：龍頭資源優(yōu)勢凸顯，市場集中度提升城燃“五虎”格局逐步形成，多元主體競爭程度提高。目前我國天然氣運(yùn)營市場的參與主體

主要由國企、民營公司、外資與當(dāng)?shù)貒蠛腺Y公司組成，2020

年占比分別為

32.6%、

29.8%、24.6%。國企主要參與者為深圳燃?xì)夂烷L春燃?xì)獾?/p>

各城市燃?xì)夤?，民營公司主要在未發(fā)放特許經(jīng)營權(quán)的地區(qū)尋求機(jī)會，而跨區(qū)域經(jīng)營的公

司以外資公司和當(dāng)?shù)貒蠛腺Y公司為主?！笆濉逼陂g，民營、港資和外資企業(yè)不斷拓

展城鎮(zhèn)燃?xì)馐袌隹臻g，目前占全國城鎮(zhèn)燃?xì)馐袌龇蓊~超過

50%；主要石油企業(yè)加速布局下

游市場，中國石化

2017

年成立長城燃?xì)夤?，中國石油昆侖能源公司燃?xì)馐袌稣急葟?/p>

2015

年的

4%提升到

2020

年的

9%左右。燃?xì)馐袌龃址虐l(fā)展依然存在，城燃企業(yè)面臨轉(zhuǎn)型?！笆濉逼陂g，存在企業(yè)爭奪有限特

許經(jīng)營權(quán)資源、中小企業(yè)盲目擴(kuò)張、圈而不建的現(xiàn)象?！笆奈濉睍r期，城燃企業(yè)轉(zhuǎn)型升

級面臨許多挑戰(zhàn)，服務(wù)理念和能力仍需提高。目前燃?xì)怃N售和接駁業(yè)務(wù)仍為城燃企業(yè)的主

要收入來源，但隨著城鎮(zhèn)化率的逐步提高，重點(diǎn)城市項(xiàng)目資源越來越少，增長出現(xiàn)放緩跡

象。以華潤為例，2016-2020

年城燃項(xiàng)目獲取數(shù)量

CAGR僅為

3.4%，遠(yuǎn)低于

2010-2015

年的

35.6%。目前各大城燃企業(yè)均開始尋求新的業(yè)績增長點(diǎn)，如延伸增值服務(wù)、新能源布

局等。城市燃?xì)?、工業(yè)燃?xì)庀M(fèi)占比較大。天然氣下游市場可分為城市燃?xì)?、工業(yè)燃?xì)?、化工?/p>

氣、發(fā)電用氣和自用氣，從各板塊消費(fèi)總量上看，城市燃?xì)庀M(fèi)持續(xù)擴(kuò)張，2017

年占比

增長最明顯，同比增長

6pct至

39%；工業(yè)燃?xì)庹急扰c城市燃?xì)庹急认喈?dāng)，但更為穩(wěn)定，

2011-2020

年，占比維持在

33%左右；發(fā)電用氣占比

2011-2020

年處于小幅波動狀態(tài)，最

高占比為

2016

年的

20%，最低占比為

2013

和

2014

年的

15%。化工用氣占比降幅最大，

從

2011

年的

18%降至

2020

的

10%。從增速看，2016-2020

年，城市燃?xì)?、工業(yè)用氣、

化工用氣和發(fā)電用氣雖增速變化各異，但基本保持正增長（除

2016

年化工用氣負(fù)增長）。下游參與者眾多，但五大龍頭市占率持續(xù)提升。我國前五大燃?xì)夤荆ǔ袊細(xì)?，?/p>

2020

年零售氣量排序）分別為：華潤燃?xì)?、HYPERLIN